Способ определения характера насыщения коллекторов

 

Изобретение относится к области ядерной геофизики, а именно к группе геофизических методов, предназначенных для определения характера насыщения коллекторов в условиях осолоненных пластовых вод по нейтронным характеристикам природных сред, и может быть использовано в газонефтяной геологии. Способ заключается в облучении горных пород потоком быстрых нейтронов от ампульного источника и регистрации плотности потока тепловых нейтронов на двух и более расстояниях от источника излучения. Предварительно измеряют пространственно-временное распределение плотности потоков тепловых нейтронов на 10-15 пластах с известным составом скелета и пластового флюида (Р), по которым рассчитывают двухмерную эталонную номограмму N=f(R,P), где Р = Кнг+Кв, Кнг - коэффициент нефтегазонасыщенности, Кв - коэффициент водонасыщенности, N и R - соотношения рассеивающих и поглощающих параметров сред для регистрируемого пространственно-временного распределения плотности потока тепловых нейтронов, выраженные через макросечение поглощения (Σa) и макросечение рассеяния (Σs) тепловых нейтронов, времена замедления (τ_s) и жизни (τ) нейтронов, длины замедления (Ls) и диффузии (Ld). Выделяют на номограмме области преимущественно водо-, углеводородо- и водоуглеродного насыщения пластов. По измеренным распределениям плотности потоков тепловых нейтронов неизвестных пластов определяют соотношение рассеивающих и поглощающих нейтронных свойств исследуемых сред в виде тех же, что и для эталонных пластов, аналитических параметров N и R, и фиксируют их устройством вывода в качестве каротажных диаграмм. При сопоставлении диаграмм выделяют пласты для количественной обработки, предварительно оценивая их характер насыщения. По средним значениям аналитических параметров N и R для выбранных интервалов строят номограмму N=f(R,P) и, сравнивая полученную номограмму с эталонной, определяют характер насыщения неизвестных коллекторов. Техническим результатом изобретения является повышение точности идентификации газо- и нефтенасыщенных коллекторов и снижение финансовых затрат. 5 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для определения характера насыщения коллекторов в условиях осолоненных пластовых вод по нейтронным характеристикам природных сред, и может быть использовано в газонефтяной геологии.

Известен способ определения характера насыщения коллекторов в условиях осолоненных пластовых вод, основанный на оценке времени жизни тепловых нейтронов под данным импульсного нейтронного каротажа (Импульсный нейтронный каротаж. "Скважинная ядерная геофизика". Справочник геофизика. Под ред. Кузнецова О.Л. и Поляченко А.Л. - М.: Недра, 1990, с. 50). В основе способа лежит зависимость времени жизни тепловых нейтронов (τ) от наличия и содержания элементов, аномально поглощающих нейтроны (водород и хлор). Однако величина τ зависит также от состава скелета горных пород и его доли в исследуемом объеме среды. Поэтому способ позволяет определить тип заполняющего поры флюида при известной пористости коллектора или наличии опорного пласта, т. к. опирается только на один поглощающий ядерный параметр изучаемой среды. К недостатку способа можно отнести также его высокую стоимость и недостаточную технологичность, обусловленную низкой скоростью каротажных исследований.

Еще известен способ определения характера насыщения коллекторов в условиях минерализованных пластовых вод, состоящий в комплексированнии методов двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК-Т) и нейтронного гамма-каротажа (НГК). Способ реализуется при помощи измерения плотности потоков тепловых нейтронов (N_М3, N_Б3) на двух расстояниях от источника нейтронов и интенсивности гамма-излучения радиационного захвата (N_nγ). По полученным данным строят графики зависимости N_nγ = f(N_nn= N_БЗ/N_МЗ), на которых углеводородосодержащие и водоносные пласты различаются по своему расположению на поле графика. Характер насыщения коллекторов идентифицируется исходя из следующих "в основном справедливых" соотношений: - для водоносных пластов N_nγ > N_nn, - для нефте- и газоносных N_nγ ≅ N_nn, основанных на том, что в случае присутствия хлора в исследуемой среде плотность потока нейтронов снижается за счет их интенсивного поглощения, а интенсивность гамма-излучения возрастает из-за дополнительного высокоэнергетического гамма-излучения от хлора с энергией 4-8 МэВ на общем фоне снижения скорости счета НГК в связи с уменьшением мощности объемного источника тепловых нейтронов. Повышение водородосодержания приводит к снижению всех измеряемых интенсивностей. Реакция (n, γ) на водороде практической роли не играет, т. к. уровень дискриминации аппаратуры НГК превышает 2,2 МэВ (Филиппов Е.М. Ядерная разведка полезных ископаемых. Справочник. Киев. Наукова думка, 1978, с. 103).

К недостаткам способа следует отнести отсутствие учета разного влияния плотности горных пород на перенос нейтронного и гамма-излучения, которое приводит к существенным погрешностям при определении характера насыщения коллекторов. Так для газонефтяных коллекторов с низкой объемной плотностью возможен вариант N_nγ > N_nn, соответствующий водоносным пластам, а с высокой плотностью - N_nγ ≅ N_nn - как для углеводородосодержащих пластов. Далее, если данные двухзондового ННК-Т опираются на измерения, выполненные на различных расстояниях от источника излучения, и характеризуют изменение поля нейтронов в пространстве, то результаты НГК несут информацию лишь об одной конкретной точке поля и требуют введения дополнительных данных об опорном пласте, что также приводит к снижению достоверности определения характера насыщения коллекторов этим способом. Кроме того, отсутствие одновременных измерений методами 2ННК-Т и НГК снижает технологичность способа и приводит к возникновению дополнительных ошибок при увязке данных каротажа.

В качестве прототипа выбран наиболее близкий по сущности способ определения характера насыщения коллекторов в условиях минерализованных пластовых вод по двухзондовому нейтрон-нейтронному каротажу. Способ реализуется при помощи измерения плотности потоков тепловых нейтронов (N_М3, N_Б3) на двух расстояниях от ампульного источника нейтронов. По результатам измерений определяют коэффициент пористости К_п = f(N_Б3/N_М3), по теоретической или экспериментальной палеточной зависимости между величиной К_п и плотностью потока тепловых нейтронов на одном зонде, в которую в качестве параметра входит макросечение поглощения нейтронов (Σa), с помощью счетно-решающего устройства определяют Σa. Полученные данные позволяют оценить нефтенасыщенность горных пород при известных макросечениях поглощения скелета коллекторов, пластовой воды и нефти, определяемых по их химическому составу (Allen Linus S. NeutronNeutron logging for both porosity and macroscopic abscrption cross section. [Mobil Oil Corp.] Пат. США N 4021666, 1975).

К недостаткам способа следует отнести необходимое наличие информации о макросечении поглощения скелета горных пород, пластовой воды и нефти, которую в данном случае получают расчетным путем исходя из химического состава среды. Химический состав горных пород в скважинных условиях может быть определен по данным анализа керна или по результатам комплекса каротажных исследований. Первое включает весьма трудоемкие, дорогостоящие и длительные операции отбора керна, его подготовки к анализу и сам анализ. При этом возникают дополнительные проблемы с привязкой кернового материала к разрезу скважины, что может привести к существенным погрешностям в определении характера насыщения коллекторов. Второе - дает лишь общее представление о типе горных пород, которое не может быть использовано для расчетов, т.к. не учитывает естественные вариации состава природных сред и флюидов, либо требует включения в комплекс исследований дополнительных спектрометрических методов, например, таких как спектрометрический гамма-нейтронный и нейтронный активационный каротаж, характеризующиеся низкой производительностью и высокой стоимостью. Таким образом, оба пути получения данных о химическом составе изучаемых пород приводят к удорожанию и снижению технологичности способа, т. к. фактически способ представляет собой комплекс 2ННК-Т с геологическими или геофизическими методами. А погрешности в определении состава сред и увязке данных по глубине с измерениями 2ННК-Т являются причиной неустойчивости результатов способа.

Задача изобретения - повышение надежности и технологичности идентификации продуктивных газо- и нефтенасыщенных коллекторов.

Необходимый эффект определения характера насыщения коллекторов в условиях осолоненных пластовых вод по данным ННК-Т достигается благодаря тому, что при облучении горных пород потоком быстрых нейтронов от ампульного источника предварительно измеряют пространственно-временное распределение плотности потока тепловых нейтронов на 10-15 пластах с известным составом скелета и пластового флюида (P), по которым рассчитывают двухмерную эталонную номограмму N= f(R,P), где P = Kнг + Kв, Kнг - коэффициент нефтегазонасыщенности, Kв - коэффициент водонасыщенности, N и R - соотношения рассеивающих и поглощающих параметров сред для регистрируемого пространственно-временного распределения плотности потока тепловых нейтронов, выраженные через макросечение поглощения (Σa) и макросечение рассеяния (Σs) тепловых нейтронов, времена замедления (τ_s) и жизни (τ) нейтронов, длины замедления (Ls) и диффузии (Ld), как N = Σs/Σa и R = 1/(Σa·Σs), либо N = τ_a/τ_s и R = τ_s·τ_a, либо N = τ_a/τ_s и R= Ls·Ld, выделяют на ней области преимущественно водо-, углеводородо- и водоуглеводородного насыщения пластов, используя которые определяют характер насыщения неизвестных коллекторов, для чего по измеренным распределениям плотности потоков тепловых нейтронов неизвестных пластов определяют соотношение рассеивающих и поглощающих нейтронных свойств исследуемых сред в виде тех же, что и для эталонных пластов, аналитических параметров N и R, и фиксируют их устройством вывода в качестве каротажных диаграмм, при сопоставлении последних выделяют пласты для количественной обработки, предварительно оценивая их характер насыщения, по средним значениям аналитических параметров N и R для выбранных интервалов строят номограмму N= f(R, P) и, сравнивая полученную номограмму с эталонной, определяют характер насыщения неизвестных коллекторов.

Эталонную номограмму N=f(R, P) строят для любой пары аналитических параметров N = Σs/Σa и R = 1/(Σa·Σs), или N = τ_a/τ_s и R = τ_s·τ_a, или N = τ_a/τ_s и R= Ls·Ld. Выбор вида параметров N и R диктуется соображениями целесообразности исходя из возможностей применяемой аппаратуры.

В предлагаемом способе может использоваться также и номограмма, полученная на основании теоретических расчетов соотношения нейтронных параметров для известных сред, однако предпочтительнее применять экспериментальную эталонную номограмму, т.к. теоретическая зависимость N=f(R,P) позволяет лишь визуализировать основные принципы определения типа флюида, в то время как экспериментальная дает возможность дополнительно количественно оценивать продуктивность коллекторов, сравнивая N и R i-ого пласта с данными известных коллекторов.

Сущность предлагаемого способа идентификации водоносных и углеводородосодержащих коллекторов заключается в следующем: флюиды, заполняющие коллектора, представляют собой соединения водорода с углеродом (газ, нефть, битум) и с кислородом (вода). Известно, что нейтронные параметры кислорода и углерода чрезвычайно близки, следовательно, параметры пресной воды будут также мало отличаться от углеводородных, как и последние разниться между собой. Минерализованные пластовые воды содержат в составе соли NaCl такой аномальный поглотитель нейтронов, как хлор, присутствие которого в изучаемой среде резко изменяет ее нейтронно-поглощающие характеристики, нарушая баланс соотношения замедляющих и поглощающих нейтронных свойств пород тем больше, чем выше минерализация пластовых вод.

Соотношения замедляющих и поглощающих нейтронных параметров горных пород, таких как макросечение рассеяния (Σs) и поглощения (Σa), либо длины замедления (Ls) и диффузии (Ld), время замедления (τ_s) и жизни (τ) нейтронов, определяются по пространственно-временным распределениям тепловых нейтронов. Выбор типа нейтронных параметров для предлагаемой технологии не имеет принципиального значения, т.к. отношение значений макросечений Σs и Σa в совокупности с обратной величиной их произведения так же, как отношение τ_a/τ_s с произведением величин времени замедления и времени жизни тепловых нейтронов (τ_s, τ_a) или с произведением Ls·Ld, в равной степени дают возможность разграничить обводненные и продуктивные коллектора различной пористости по положению точки с соответствующими значениями параметров пласта на поле одной из используемых номограмм (фиг. 1 - 3). Таким образом, использование аналитических параметров N = Σs/Σa и R = 1/(Σa·Σs), либо N = τ_a/τ_s и R = τ_s·τ_a, либо N = τ_a/τ_s и R=Ls·Ld диктуется соображениями необходимости и достаточности исходя из типа применяемой аппаратуры.

В таблицах 1 и 2 приведены нейтронные параметры и их соотношения для различных сред, рассчитанные для усредненных составов (по Кларку) по программе Nerpa-93 (Султанов А.М.), на основании которых построены фиг. 1 - 3. Для полученных номограмм характерно специфическое расположение точек с координатами N и R, соответствующее определенному типу среды. Так точки, отображающие параметры горных пород, не содержащих водород, располагаются в правом нижнем углу графика, водородосодержащие (нефть, пресная вода) - в левом верхнем углу. По мере увеличения концентрации водорода в среде точки располагаются в диагональной области по линии "безводородные породы - пресная вода, нефть" (от правого нижнего до левого верхнего угла) в зависимости от концентрации водорода. Так точка песчаника с 1,6% воды расположена ниже и левее точки глин (5% H₂O). Газ, как правило, обладает существенно более низкой объемной плотностью по сравнению с водой и нефтью, что приводит к смещению точек, отображающих газоносные пласты в область, располагающуюся выше линии "безводородные породы - пресная вода". Наличие в горных породах хлора, входящего в состав минерализованных пластовых вод, предопределяют существенное увеличение поглощающих нейтронных свойств и тем большее, чем выше концентрация этого аномального поглотителя нейтронов. Следовательно, присутствие хлора приводит к нарушению баланса между рассеивающими и поглощающими нейтронными свойствами, что выражается в смещении точек, соответствующих хлорсодержащим пластам, с диагональной линии "безводородные породы - пресная вода, нефть" в область левого нижнего угла поля номограммы.

Таким образом, положение точки, соответствующей соотношению нейтронных параметров i-ой среды, на поле номограммы позволяет достаточно точно оценить характер насыщающего его флюида.

Руководствуясь рассмотренным выше принципом можно оценить тип флюида коллекторов непосредственно по характеру диаграмм аналитических параметров N и R, получаемых в процессе каротажа со счетно-решающего устройства (N = Σs/Σa и R = 1/(Σa·Σs), или N = τ_a/τ_s и R = τ_s·τ_a, или N = τ_a/τ_s и R=Ls·Ld). Так низкопористые породы отметятся над диаграмме параметра R максимумом, а параметра N - минимумом, высокопористые водородосодержащие коллектора будут характеризоваться минимальными значениями R и максимальными - N, минерализованные хлором породы при низких значениях R будут иметь тем более низкие величины N по сравнению с продуктивными интервалами, чем выше осолонение пласта.

Однако для повышения достоверности способа целесообразно выполнить количественную интерпретацию диаграмм аналитических параметров, заключающуюся в выделении отдельных, представляющих интерес пластов по разрезу скважины, определении средних величин N и R для них, построении по полученным данным номограммы N= f(R, P) и сравнении последней с эталонной номограммой. Это дает возможность наиболее точно определять характер насыщения коллекторов по исследуемой скважине в условиях минерализованных пластовых вод.

Для практической реализации способа требуется многозондовая (двух- и более зондовая) серийная аппаратура нейтрон-нейтронного каротажа. Наиболее предпочтителен многозондовый вариант аппаратуры, позволяющий более точно измерить распределение тепловых нейтронов, однако и двухзондовый ННК-Т позволяет получить достаточно достоверные результаты. Могут использоваться и последовательные многоразовые измерения однозондовым прибором с разными длинами зондов, однако они, как правило, дают значительную погрешность при увязке данных.

По предложенному способу работы выполняют в следующей последовательности: 1. Регистрируют распределения тепловых нейтронов в изучаемой среде, облучая ее потоком быстрых нейтронов от ампульного источника.

2. По распределению нейтронов определяют соотношения рассеивающих и поглощающих нейтронных параметров горных пород N и R (N = Σs/Σa и R = 1/(Σa·Σs), либо N = τ_a/τ_s и R = τ_s·τ_a, либо N = τ_a/τ_s и R=Ls·Ld).

3. По диаграммам аналитических параметров N и R предварительно оценивают характер насыщения коллекторов и выделяют интервалы для последующей попластовой обработки.

4. Определяют средние величины параметров N и R для выделенных пластов и строят двухмерную номограмму N=f(R,P).

5. Используя эталонную номограмму N=f(R,P), априорно установленную по измерениям пространственно-временных распределений плотности потоков тепловых нейтронов на 10-15 пластах с известным составом скелета горных пород и заполняющего его флюида или опираясь на принципы определения характера насыщения, по теоретически полученной аналогичной номограмме определяют тип флюида, заполняющего поры коллектора.

Представленные на фиг. 1 - 3 теоретические зависимости аналитических параметров N = Σs/Σa и R = 1/(Σa·Σs) (фиг. 1), N = τ_a/τ_s и R = τ_s·τ_a (фиг. 2), N = τ_a/τ_s и R=Ls·Ld (фиг. 3) имеют одинаковый вид, что не противоречит известным закономерностям переноса нейтронного излучения. Располагая такими номограммами, по положению точки в поле рисунка легко расшифровать реальную зависимость N= f(R), полученную по исследуемой скважине, и определить характер насыщения i-ого интервала.

На фиг. 4 показаны диаграммы аналитических параметров N и R по участку скважины 3003 Оренбургской площади, полученные со счетно-решающего устройства при измерении пространственно-временного распределения тепловых нейтронов с серийной аппаратурой СРК-29 (зонды 50,8 и 25,8 см). В качестве источника излучения использовался Pu-Be мощностью 10⁷ н/с, детекторов - счетчики нейтронов СНМ-56.

На фиг. 5 приведен пример применения предложенного способа определения характера насыщения коллекторов по номограмме N=f(R,P), построенной по результатам попластовой обработки диаграмм N и R для скважины 3003 (Оренбург). Исходя из принципов, рассмотренных выше на примере теоретических зависимостей (фиг. 1 - 3), обводненные и углеводородосодержащие коллектора на нем, достаточно хорошо идентифицируются, выделяясь в отдельные области.

В таблице 1 представлены нейтронные параметры некоторых горных пород и сред, по которым составлена таблица 2.

В таблице 2 - значения натуральных логарифмов для соотношения рассеивающих и замедляющих параметров некоторых горных пород и сред, использованные для построения теоретических номограмм N=f(R,P) (фиг. 1 - 3).

Достижение положительного эффекта при осуществлении предложенного способа подтверждается результатами его применения при определении характера насыщения коллекторов по 10 нефтяным и газовым скважинам карбонатного и терригенного разрезов и иллюстрируется (фиг. 4) диаграммами аналитических параметров N и R, полученных со счетно-решающего устройства для участка скважины 3003 (Оренбург), и номограмме N=f(R,P) (фиг. 5), построенной по результатам попластовой обработки для всего исследуемого интервала скважины. По диаграммам хорошо выделяются высокопористые коллектора в интервале 1488 - 1656 м (номера пластов с 7 по 22) и ниже 1712 м (пласты 28 - 32), низкопористые - 1668 - 1712 м (пласты 24 - 27) и плотные породы 1460 - 1486 м (пласты 5 - 6) и 1656 - 1668 м (пласт 23). Однако на основании качественного анализа диаграмм сложно выделить обводненные интервалы, в то время как это просто сделать, используя номограмму N= f(R, P) (фиг. 5) для отдельных пластов и опираясь на принципы определения характера насыщения коллекторов, выраженные на теоретических номограммах известных сред. Пласты 30 - 32 (ниже 1741 м) - водонасыщены.

Ожидаемый от использования предложенного способа экономический эффект превышает эффект от широко применяемого в настоящее время способа-аналога, основанного на эксплуатации генераторов нейтронов, т.к. в отличие от весьма дорогостоящего аналога предлагаемый способ экономичен, прост и дает возможность определить характер насыщения коллекторов в условиях осолоненных пластовых вод при любой пористости без использования опорных пластов.

Формула изобретения

Способ определения характера насыщения коллекторов в условиях осолоненных пластовых вод, заключающийся в облучении горных пород потоком быстрых нейтронов от ампульного источника, регистрации плотности потока тепловых нейтронов на двух и более расстояниях от источника излучения, отличающийся тем, что перед исследованием неизвестных пластов проводят дополнительные измерения распределения плотности потоков тепловых нейтронов на 10 - 15 пластах с известным составом скелета и пластового флюида (P), по которым рассчитывают двухмерную эталонную номограмму N=f(R,P), где P = Кнг + Кв, Кнг - коэффициент нефтегазонасыщенности, Кв - коэффициент водонасыщенности, N и R - соотношения рассеивающих и поглощающих параметров сред для регистрируемого пространственно-временного распределения плотности потока тепловых нейтронов, выраженные через макросечение поглощения (Σa) и макросечение рассеяния (Σs) тепловых нейтронов, времена замедления (τ_s) и жизни (τ) нейтронов, длины замедления (Ls) и диффузии (Ld), как N = Σs/Σa и R = 1/(Σa·Σs), либо N = τa/τs и R = τa·τs, N = τa/τs и R = Ls · Ld, выделяют на ней области преимущественно водо-, углеводородо- и водоуглеродного насыщения пластов, используя которые определяют характер насыщения неизвестных коллекторов, для чего по измеренным распределениям плотности потоков тепловых нейтронов неизвестных пластов, определяют соотношение рассеивающих и поглощающих нейтронных свойств исследуемых сред в виде тех же, что и для эталонных пластов, аналитических параметров N и R, и фиксируют их устройством вывода в качестве каротажных диаграмм, при сопоставлении последних выделяют пласты для количественной обработки, предварительно оценивая их характер насыщения, по средним значениям аналитических параметров N и R для выбранных интервалов строят номограмму N = f(R,P) и, сравнивая полученную номограмму с эталонной, определяют характер насыщения неизвестных коллекторов.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6